Максимальный уровень добычи нефти в СССР был достигнут в 1988 году - 624 млн тонн. Впоследствии произошло его снижение, причем в первой половине 90-х годов оно было просто обвальным. В прошлом году добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн тонн, а в нынешнем, в силу благоприятной ценовой конъюнктуры, может вырасти до 320 млн тонн (см.
график 1). Однако успокаиваться не стоит. Развернувшийся в стране экономический подъем пока имеет весьма и весьма энергозатратный характер, так что уже к 2015 году растущее российское хозяйство может столкнуться с физическим дефицитом нефти, а еще через пять лет - если не будет обеспечен адекватный ввод в разработку новых, не разведанных пока месторождений, не увеличен извлекаемый потенциал разрабатываемых, и все это в рамках приемлемой для компаний рентабельности нефтедобычи, - превратиться в нетто-импортера жидкого топлива (см.
график 2). Таков неутешительный прогноз разработчиков Энергетической стратегии России до 2020 года, парламентские слушания которой прошли в Думе на минувшей неделе. Стратегия содержит конкретные предложения по исключению этого печального сценария из разряда реальных.
Динамика нефтедобычи
в СССР и России
 |
Прогноз спроса и добычи нефти
в России
 |
По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран: в ее недрах сосредоточено 12-13% мировых запасов нефти. Максимальный уровень добычи нефти в СССР был достигнут в 1988 году - 624 млн. тонн. В первой половине 90-х гг. произошло обвальное снижение добычи, сменившееся в 1999 году стабилизацией на уровне около 300 млн. тонн. В 2000 году в силу благоприятной ценовой конъюнктуры нефтедобыча может вырасти до З20 млн. тонн. |
Производственные возможности добычи нефти из разведанных месторождений могут достичь максимума (360 млн. тонн) уже к 2005 году и затем пойдут на спад, перестав удовлетворять потребности растущей экономики страны примерно в 2015 году. Инерционный сценарий развития будет означать возникновение к 2020 году физического дефицита сырой нефти на внутрироссийском рынке в размере 25 млн. тонн. |
Тощие недра
Замедление развития нефтедобычи в 90-е годы отчасти связано с качественным ухудшением сырьевой базы отрасли. Степень выработки запасов нефти лучших категорий на разрабатываемых месторождениях страны достигла 54%, в том числе в главном нефтедобывающем регионе - Западной Сибири - превысила 43%. Основные нефтегазовые провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Общий ресурсный потенциал (включая накопленную добычу и запасы категорий А, В, С1 и С2) новых нефтегазоносных провинций - Тимано-Печоры и Восточной Сибири - кратно меньше, чем старых (бассейна Волги-Урала и особенно Западной Сибири, см.
график 3).
Время открытия гигантских месторождений, за счет которых обеспечивались приросты запасов, а издержки разведки и добычи снижались, прошло. Сегодня эффективность геолого-разведочных работ (ГРР) невысока, открываются в основном мелкие и средние месторождения (запасы каждого из открытых в последние годы месторождений в среднем составляют 1,5 млн тонн против десятков и сотен миллионов тонн на месторождение в прошлые годы), расположенные вдали от производственной инфраструктуры. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти - по прогнозам, к 2010 году она может достичь 70%. При этом резко сократились объемы геолого-разведочных работ (за 90-е годы - в 3,5 раза) и масштабы их финансирования, почти повсеместно продолжается сокращение фронта поисковых работ. В результате приросты разведанных запасов в последние годы только на две трети компенсируют текущую добычу нефти.
Сравнительный ресурсный потенциал
нефтегазоносных провинций России
|
Время открытия гигантских месторождений с низкими издержками разведки и добычи прошло. Сегодня доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти, а совокупный ресурсный потенциал новых нефтегазоносных провинций - Тимано-Печоры, Восточной Сибири и Сахалина - на порядок ниже уже сильно истощенных западносибирских месторождений. |
Разведрота - к бою!
Единственной возможностью для страны избежать кризиса недопроизводства собственной нефти является решение двуединой задачи - повысить нефтеотдачу разрабатываемых месторождений и резко интенсифицировать геолого-разведочные работы, дабы обеспечить необходимый прирост добычи из не открытых пока месторождений. Очевидно, что для решения этой задачи нужны недюжинные инвестиции. Следовательно, жизненно важным становится качественный рост инвестиционной привлекательности нефтяной промышленности.
Переход на "позднюю" стадию развития нефтедобычи должен учитываться и при определении разумных границ налоговой нагрузки на нефтяной комплекс.
Если исходить из мирового опыта, основным направлением повышения обеспеченности запасами является геологоразведка. Административным путем заставить компании наращивать объемы ГРР невозможно. Инвесторы должны получить стимулы вкладывать деньги в разведку и разработку месторождений, в том числе на новой (как правило, более дорогой, но окупаемой за счет более высокой эффективности применения) технической базе. Обеспечить такие стимулы должно законодательство в области нед-ропользования. Нормы и правила использования отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) следует трансформировать в направлении максимального расширения свободы их использования вне зависимости от региональной принадлежности источников их формирования. Целевым должен оставаться лишь характер их использования для прироста ресурсного потенциала месторождений. Львиная доля отчислений на ВМСБ должна быть закреплена за добывающими компаниями. Лишь фиксированная часть средств ВМСБ должна централизоваться для финансирования фундаментальной и прикладной геологической науки и региональных исследований.
Необходимо также всячески стимулировать прикладные научно-технические разработки, направленные на повышение нефтеотдачи и снижение издержек добычи на разрабатываемых месторождениях.
Лицензия vs. СРП
Сегодня в российском недропользовании действуют два конкурирующих инвестиционных режима. Один из них (лицензионный) является гораздо менее привлекательным для инвесторов, чем другой режим - соглашений о разделе продукции (СРП).
За счет реализации двадцати проектов СРП, включенных в Федеральный закон "Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции", прирост добычи нефти может составить к 2010 году около 100 млн тонн в год, обеспечив более четверти добычи нефти в стране. Для повышения эффективности применения механизма СРП и расширения притока инвестиций в проекты СРП необходимо внести в Закон о СРП поправки, устраняющие препятствия, которые нарушают гарантии стабильности и повышают риск осуществления таких проектов. Среди этих препятствий - разрешительные перечни участков недр, ресурсная квота для проектов СРП, административное квотирование использования отечественного оборудования вне зависимости от его конкурентоспособности, необходимость ратификации заключенных соглашений парламентом.
Государству необходимо выработать единый порядок формирования программы освоения месторождений на условиях как действующей лицензионной системы, так и СРП. При формировании программы освоения месторождений необходимо либо сохранить заявительный порядок определения будущих объектов недропользования их потенциальными инвесторами, либо дополнить его составлением индикативного открытого перечня приоритетных с точки зрения государства объектов недропользования, предлагаемых потенциальным инвесторам. При этом включение объекта в такие перечни должно изначально сопровождаться четким указанием экономических обязательств и преференций, которые получат инвесторы, ставшие победителями конкурсов/аукционов на право освоения этих приоритетных объектов.Государству необходимо выработать единый порядок формирования программы освоения месторождений на условиях как действующей лицензионной системы, так и СРП. При формировании программы освоения месторождений необходимо либо сохранить заявительный порядок определения будущих объектов недропользования их потенциальными инвесторами, либо дополнить его составлением индикативного открытого перечня приоритетных с точки зрения государства объектов недропользования, предлагаемых потенциальным инвесторам. При этом включение объекта в такие перечни должно изначально сопровождаться четким указанием экономических обязательств и преференций, которые получат инвесторы, ставшие победителями конкурсов/аукционов на право освоения этих приоритетных объектов.
Однако основной зоной применения СРП, скорее всего, будут оставаться очень крупные (одно месторождение - один проект) и очень мелкие (несколько месторождений - один проект) месторождения. В обоих случаях количество разрабатываемых на основе СРП объектов будет небольшим.
Середина ресурсного диапазона, вероятнее всего, останется зоной преимущественного применения лицензионной системы недропользования (см.
график 4), ибо оказывается по сути изъятой из зоны применения СРП в результате создания чрезвычайно забюрократизированных процедур их подготовки и реализации в стремлении усилить госконтроль за использованием недр.
Сегодня "планка выживаемости" СРП на федеральном уровне оказалась поднята очень высоко, преодолеть ее по силам только крупным проектам. Законодательная власть создала много дополнительных, зачастую ненужных барьеров на пути реализации СРП. В итоге "цена" достижения оптимальных пропорций раздела произведенной продукции в рамках достаточно дорогостоящего переговорного процесса может превышать издержки работы инвестора. Поэтому проектов СРП на базе разработки крупных месторождений столь мало.
После внесения в 1998 году изменений и дополнений в Закон о СРП появилась возможность вовлечения в разработку на условиях СРП большого числа мелких месторождений, разработка которых на условиях действующей лицензионной системы экономически нецелесообразна (необходимо, правда, принятие соответствующего нормативного документа правительства). Единичность проектов СРП в случае мелких месторождений определяется тем, что для преодоления порога рентабельности и обеспечения проектного финансирования несколько мелких месторождений, как правило, должны быть объединены в отдельный самостоятельный проект. Таким образом, и в этом случае сохраняется "штучный" характер подготовки и реализации СРП.После внесения в 1998 году изменений и дополнений в Закон о СРП появилась возможность вовлечения в разработку на условиях СРП большого числа мелких месторождений, разработка которых на условиях действующей лицензионной системы экономически нецелесообразна (необходимо, правда, принятие соответствующего нормативного документа правительства). Единичность проектов СРП в случае мелких месторождений определяется тем, что для преодоления порога рентабельности и обеспечения проектного финансирования несколько мелких месторождений, как правило, должны быть объединены в отдельный самостоятельный проект. Таким образом, и в этом случае сохраняется "штучный" характер подготовки и реализации СРП.
Зоны применения различных
нормативных режимов
недропользования в нефтедобыче
|
Зоной доминирования СРП будут очень крупные (одно месторождение - один проект) и очень мелкие (несколько месторождений - один проект) месторождения. Середина ресурсного диапазона остается зоной преимущественного использования лицензионной системы недропользования.
Тендеры на поставку инвестиционных товаров и осуществление подрядных услуг для нужд нефтегазовой промышленности не должны давать заведомой форы российским компаниям. Конкурентные преимущества должны определяться исключительно в координатах "цена-качество" поставляемых нефтяникам товаров и услуг. |
Локомотив экономики
Государство стоит перед необходимостью стратегического выбора долгосрочной политики в отношении СРП. Одна альтернатива - под лозунгом обеспечения энергетической безопасности и защиты отечественного производителя сохранять и вводить в режим СРП новые административные ограничения (на долю разрабатываемых запасов, на долю задействованных в проектах отечественного оборудования и рабочей силы). Вторая альтернатива - обеспечить развитие СРП, законодательным путем предоставив свободу реализации присущих этому режиму конкурентных преимуществ перед обычным лицензионным режимом. Тем самым будет интенсифицирован приток инвестиций по линии СРП в Россию. Кроме того, необходимо учитывать разогрев спроса нефтяников на отечественное буровое и сопутствующее оборудование. В настоящее время российскими предприятиями освоено около 90% номенклатуры необходимого нефтяной отрасли оборудования. Мультипликативный эффект усилится еще и тем, что действующее оборудование в нефтянке крайне изношено: около 70% парка буровых установок и 30% агрегатов для ремонта скважин морально устарели и требуют замены с целью повышения эффективности и снижения издержек добычи.
При этом большая часть совокупного эффекта государства от СРП будет получена через косвенные (не нефтяные) доходы по линии федерального бюджета и бюджетов "машиностроительных" регионов, то есть в более ранние сроки и в большем объеме, чем нефтяные доходы, поступающие в бюджет добывающего региона. Расчеты показывают, что доходы региональных бюджетов "машиностроительных" регионов при активизации кооперационных цепочек могут составлять от 20 до 50% совокупного бюджетного эффекта от реализации нефтегазовых проектов СРП.нии федерального бюджета и бюджетов "машиностроительных" регионов, то есть в более ранние сроки и в большем объеме, чем нефтяные доходы, поступающие в бюджет добывающего региона. Расчеты показывают, что доходы региональных бюджетов "машиностроительных" регионов при активизации кооперационных цепочек могут составлять от 20 до 50% совокупного бюджетного эффекта от реализации нефтегазовых проектов СРП.
Конечно, технический уровень и качество отечественного нефтяного оборудования в большинстве случаев уступают лучшим мировым образцам. Только 14% машин и оборудования отвечают мировому уровню. Задачей научно-технологического развития нефтедобывающей отрасли должна стать разработка технологий, обеспечивающих сокращение капитальных затрат на 20-30% при фиксированном уровне добычи нефти. Конечно, многое будет зависеть и от возможностей российской обрабатывающей промышленности реализовать эти технологии "в металле". Чем выше будет конкурентоспособность отечественного машиностроения, тем больший косвенный эффект будут генерировать инвестиции в нефтяную отрасль. Простым повышением загрузки существующих производственных мощностей машиностроительных предприятий и/или финансированием их расходов на пополнение оборотного капитала эту задачу не решить.
Необходим реальный конкурс на поставку инвесттоваров и осуществление подрядных услуг для нужд нефтегазовой отрасли вне зависимости от национальности компаний-исполнителей. Закупкам у российских поставщиков нефтегазового оборудования приоритет должен отдаваться лишь в том случае, если цена и качество поставляемых ими товаров и услуг не хуже, чем у зарубежных конкурентов. Государство должно обеспечивать рынок сбыта отечественным производителям товаров для нефтегазового комплекса не административным путем, а за счет создания условий для повышения их конкурентоспособности. Например, посредством срочной и возмездной господдержки мероприятий по реконструкции и модернизации соответствующих производств в сопряженных с нефтегазовым комплексом отраслях.Необходим реальный конкурс на поставку инвесттоваров и осуществление подрядных услуг для нужд нефтегазовой отрасли вне зависимости от национальности компаний-исполнителей. Закупкам у российских поставщиков нефтегазового оборудования приоритет должен отдаваться лишь в том случае, если цена и качество поставляемых ими товаров и услуг не хуже, чем у зарубежных конкурентов. Государство должно обеспечивать рынок сбыта отечественным производителям товаров для нефтегазового комплекса не административным путем, а за счет создания условий для повышения их конкурентоспособности. Например, посредством срочной и возмездной господдержки мероприятий по реконструкции и модернизации соответствующих производств в сопряженных с нефтегазовым комплексом отраслях.
Ликвидная продукция нефтяной отрасли или доказанные извлекаемые запасы нефти в недрах, подготовленных к разработке месторождений, могли бы выступать обеспечением под заемные средства, привлекаемые на модернизацию и реконструкцию машиностроительных производств в интересах конкретных проектов ТЭК. В рамках работ, нацеленных на повышение извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений, источником обеспечения подобного финансирования могла бы стать часть будущей дополнительно добытой с применением новых технологий нефти.
В связи с прогнозируемым ростом добычи нефти и газа на шельфе окраинных морей России важнейшим направлением научно-технического прогресса является совершенствование существующих и создание новых технологий морской нефтегазодобычи, формирование на базе судостроительных и смежных с ними отраслей российского ВПК новой отрасли российской экономики - промышленности по производству оборудования для морской добычи нефти и газа (главным образом в арктических районах). Следует иметь в виду, что большая часть снижения издержек в мировой добыче углеводородов в 80-90-е годы была достигнута именно за счет применения революционных технологий добычи на глубоководных и расположенных в суровых климатических условиях морских акваториях.
--- В статье использованы материалы Основных концептуальных положений развития нефтегазового комплекса России (М.: Минтопэнерго РФ, 2000) и раздела "Нефтяная промышленность" проекта Энергетической стратегии России на перспективу до 2020 года (М.: Минэнергетики РФ, 2000), руководителем подготовки которых являлся автор статьи.
